Più rinnovabili ma serve agire su mercato e infrastruttura

Stabilità del sistema e crescita delle rinnovabili, guardando con timore anche a quanto accaduto in Spagna “ma in Italia non dovremmo temere questi effetti sulla rete” assicura il Ceo di Althesys Alessandro Marangoni nel corso dell’evento “La via italiana al net zero” organizzato da Althesys al Gse a Roma oggi 14 maggio.

@althesys #rapportoirex C’è accelerazione #rinnovabili #eolico e #fotovoltaico ma i prezzi negativi sono più frequenti e il grosso del successo degli impianti è concentrato in aree specifiche del territorio itali. @Regione_Sicilia e @RegioneER quelle con più impianti pic.twitter.com/ijdeU7Slej

— canaleenergia (@canaleenergia) May 14, 2025

“Fondamentale per questo mantenere inerzia stabilità del sistema. Su qui abbiamo stimato servano circa 6miliardi di investimenti” evidenzia Giorgio Boneschi, direttore Elettricità Futura.

Il quadro delle rinnovabili in Italia

Stando ai dati dell’Irex annual report 2025 esposto nel corso dei lavori, aumentano i progetti nel fotovoltaico più che nell’eolico mentre in stallo eolico off shore, nel nostro Paese. Elementi favorevoli il permitting e calo dei costi. Un aumento di rinnovabili che porta però prezzi negativi più frequenti e che necessita di un cambiamento della struttura del mercato. Le regioni più attive sono Sicilia ed Emilia Romagna. Su questo ricorda il presidente del Gse Paolo Arrigoni è in arrivo la mappatura delle aree di accelerazione.

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Un’analisi che illustra come sia centrale la necessità di avere una infrastruttura di rete stabile e ammodernata, la crescita degli accumuli e il ruolo del nucleare, nella stabilità della rete, senza considerare tutte le tematiche di accettazione sociale e tecniche, come commenta Marangoni.

Rispetto gli accumuli c’è attenzione sull’aspetto dei costi che secondo una valutazione di Althesys andrà ad assottigliarsi se calcoliamo il risparmio ottenuto evitando gli sprechi.

Lo sguardo degli operatori

Il mercato guarda a questa crescita ma con alcune perplessità su strumenti e costi, per quanto secondo Michele Pizzolato head of regulatory affairs di Eni Plenitude “Siamo già in un sistema di decoupling”.

Di altro parere Roberto Pasqua Ceo Edp Renewables Italy: “Cercare di ridurre il prezzo di aggiudicazione dell’asta avrà come conseguenza di mancata aggiudicazione dei KW e non si ridurrà il prezzo della bolletta” questo accade anche in ottica che gli operatori si aspettavamo “una implementazione pluriennale mentre abbiamo un decreto che regolamenta un solo anno di aste per cui avremmo una sola asta”.

“Tra gli strumenti l’energy realise e il Fer X sono gli strumenti che guardiamo con interesse nonostante i prezzi non siano attraenti” chiarisce Andrea Ghiselli Ceo EF Solare Italia concordando con Pasqua. Mentre rispetto la sindrome nimby tra i diversi elementi di conflitto sulla crescita delle rinnovabili è importante parlare con gli stakeholder e i territori.

Eugenio de Blasio, Green Arrow Capital guarda a un approccio differenziato al sistema investendo anche in mobilità elettrica e storage. Nonostante ciò quello italiano è ancora un mercato interessante, ma sottolinea la necessità di avere una strategia che guarda a come sta cambiando il sistema, alla crescita di produzione green e alla necessità di un cambio di strategie delle banche che devono diventare più flessibili.

Si tratta di uno scenario che richiede sempre di più “una regia complessiva“, secondo Carlo Pignoloni, responsabile Egp & Tgx Italia, sia per la non programmabilità, ma anche per la dislocazione geografica caratteristica delle rinnovabili.

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Come possono cambiare e dinamiche con il nucleare

Uno scenario su non si può soprassedere dalle dinamiche che porterà lo sviluppo del nucleare in Italia che è sempre più considerato come un mix e non come un sostitutivo di altre fonti, ma sempre in ottica di integrazione, come emerge dalla tavola rotonda dedicata a questa tecnologia. Un player tecnologico che però inficia sulle dinamiche della rete e anche del mercato. “Non bisogna dimenticare il costo della sostenibilità dell’energia” che secondo Paolo Merli Ceo Erg “sono sempre sbagliati sia che si tratti di nucleare sia di rinnovabili” che sottolinea come ci troviamo di fronte a un rischio di ampia offerta di rinnovabili rispetto a alla domanda e al costo di mercato.

La crisi climatica vista da sistema energetico e consumi

Il 2024 è stato un anno record per temperatura e di emissioni CO2. “Stimiamo che il 50% di emissione domanda di combustibili fossili sia dovuto al raffrescamento di centrali e in generale del sistema energetico” Paolo Frankl head of renewables energy division della Iea.

In tema costi è il gas che ha dominato il mercato, determinando i prezzi del mercato per più di 5mila ore lo scorso anno.

In questo scenario dal nostro punto di vista il nucleare può dare un grande contributo alla transizione energetica, per quanto si attendono i costi dei small modular reactor e servono i numeri di impatto sul sistema.

Ci sono nuove tecnologie del geotermico provenienti dagli Stati Uniti, per quanto in termine di costi sono estremamente alti. Siamo anche nell’ordine di 16mila dollari per kW “si tratta di una tecnologia in competizione diretta con il nucleare“.

Tutte analisi che per sussistere necessitano di reti ammodernate commenta Frankl riallacciandosi alla  questione sollevata da Marangoni.

I dati del report

• Il numero delle operazioni arriva a 1.834, +55% rispetto al 2023.
• La potenza di generazione raggiunge gli 81,6 GW per un valore di 121 miliardi di euro, contro i 50,9 GW e gli 80,1 miliardi del 2023.
• I progetti di nuovi impianti sono quasi sempre in Italia, con il 98% delle iniziative.

• • Il fotovoltaico istalla 16,4 GW e 12,2 miliardi di euro, di cui l’agrivoltaico è la tecnologia che istalla più potenza con 22,7 GW e 541 iniziative per 17,3 miliardi di euro di possibili investimenti.
  • Eolico offshore ha un importante valore di progetti con oltre 60 miliardi di euro.
  • Accumuli, associati a impianti di generazione o stand alone, insieme hanno  5,7 miliardi in progetti nel 2024, raddoppiando in numero e capacità autorizzata. In Italia abbiamo più di 10 GW sullo storage, di cui circa il 46% è di batterie integrate con rinnovabili. Per una capacità attuale totale di circa 66,7 GWh. In cui dominano i pompaggi.

Rispetto ai costi:

Sono tornati a diminuire i costi di produzione nel 2024 per tutti i tipi di impianti di  fotovoltaico.

Per gli impianti commerciali, la media è di 96,8 €/MWh (-9,3% sul 2023). In Italia i costi di produzione sono tra i 95,1 €/MWh del Sud e i 106 €/MWh del Nord. Per gli impianti utility scale la media è 63,6 €/MWh (-17% sul 2023). Tra i Paesi analizzati, la Spagna mostra, anche in questo caso, i costi più contenuti (50,9 €/MWh), mentre il Sud Italia quelli più alti (68,2 €/MWh). La ragione principale sono le quotazioni dei moduli scese ai minimi, con un calo medio del 35% nel 2024, dopo essere già scesi di circa il 50% l’anno prima.

L’eolico onshore ha un LCOE medio di 72,9 €/MWh, in calo del 4,8% sul 2023, mentre quello offshore nel 2024 cresce arrivando a 108,5 €/MWh (+8,2% sul 2023).

Nel complesso i dati mostrano un’ampia variabilità, andando dai 79,6 €/MWh del Mare del Nord ai 149,1 €/MWh del Mediterraneo